Se analiza en este documento el conjunto de aspectos productivos, fiscales y de la inserción externa de la actividad petrolera en Ecuador desde el año 2000. Este periodo corresponde con la dolarización e incorpora a su vez dos estrategias de política económica en el sector, de inspiración neoliberal primero, y de recuperación de la soberanía petrolera, con el gobierno de Rafael Correa. Desde una perspectiva macroeconómica y, considerando elementos del marco regulador, el propósito es mostrar la relación entre ambas instancias a partir de la hipótesis de que la dimensión productiva, en la cual se enfatizan sus carencias, constituye la base de una inadecuada apropiación de ingreso y una inserción dependiente en el mercado mundial del petróleo.
This text analyzes a variety of aspects related to production, fiscal topics and the external insertion of oil activities in Ecuador since 2000. This time period is when dollarization took place and includes two economic policies for the sector: the first inspired by neoliberal models and the second involving efforts by the government of Rafael Correa to recover oil sovereignty. From a macroeconomic perspective, and taking into account elements of the regulatory framework, the purpose of this work is to demonstrate the relationship between these two ideas using the hypothesis that the productive aspects – this text emphasizes where this area is lacking – constitute the basis of improper income appropriation and dependent insertion into the global oil market
On analyse dans ce document l'ensemble des aspects productifs, fiscaux et de l'insertion externe de l'activité pétrolière en Équateur depuis l'an 2000. Cette période correspond à la dollarisation et inclue à son tour deux stratégies de politique économique dans le secteur, d'inspiration néolibérale d'abord, puis de récupération de la souveraineté pétrolière avec le gouvernement de Rafael Correa. Depuis une perspective macroéconomique, et en tenant compte d'éléments du cadre régulateur, le but est de montrer la relation entre les deux instances à partir de l'hypothèse que la dimension productive, dont s'emphatisent les carences, constitue la source d'une appropriation inadéquate du revenu et d'une insertion dépendante sur le marché mondial du pétrole.
Analisa-se neste documento o conjunto de aspectos produtivos, fiscais e da inserção externa da actividade petrolífera em Equador desde o ano 2000. Este período corresponde-se com a dolarización e incorpora a sua vez duas estratégias de política económica no sector, de inspiração neoliberal primeiro, e de recuperação da soberania petrolera com o governo de Rafael Correa. Desde uma perspectiva macroeconómica, e considerando elementos do marco regulador, o propósito é mostrar a relação entre as duas instâncias a partir da hipótese de que a dimensão produtiva, na qual se enfatizam suas carências, constitui a base de uma inadequada apropriação de rendimento e uma inserção dependente no mercado mundial do petróleo.
En este artículo se analiza el sector petrolero en Ecuador desde 2000 a partir de tres dimensiones estrechamente relacionadas entre sí: la productiva, la fiscal y la inserción externa.1 Los aspectos productivos incorporan la producción de crudo y sus derivados, en estos se menciona el papel de los agentes institucionales y el conjunto de insuficiencias detectadas, ya que estas particulares características productivas definirán los desequilibrios de la fiscalidad y las condiciones de inserción externa. En el ámbito fiscal se estudia el ingreso procedente de la actividad petrolera y los gastos que trae consigo, enfatizando una cuestión crucial: la política de subsidios. La dimensión externa, por su parte, refleja las exportaciones e importaciones petroleras, corolario de la dimensión productiva y parte esencial de los ingresos y gastos totales.
El análisis parte de una perspectiva macroeconómica, por lo que se prioriza la explicación de la manera como se relacionan las diferentes instancias en el marco de la estructura económica ecuatoriana, y específicamente, para ubicar tales dimensiones del sector petrolero en una economía que adolece de una insuficiente industrialización. Este carácter no desarrollado da lugar a una limitada capacidad fiscal para retener el excedente en términos netos por la presencia de crecientes subsidios al consumo de combustibles, con implicaciones socialmente regresivas, así como una dependencia de las exportaciones primario exportadoras que contribuye a la reproducción del subdesarrollo. Así pues, se parte de la hipótesis de que la dimensión productiva petrolera, en la cual enfatizamos sus carencias, constituye la base de los rasgos específicos de la fiscalidad y del tipo de inserción externa, lo cual no implica asumir unidireccionalidad alguna en esta causalidad.
Se consideran, asimismo, los aspectos del entorno económico general y el marco regulatorio (mr) en particular, necesarios para el análisis, lo que amerita una delimitación para ceñirnos a lo específicamente relevante. En primer lugar, hay una dinámica macroeconómica general que sirve de soporte para un sector mundialmente integrado. El sector petrolero, antes que propiamente ecuatoriano, constituye una actividad de carácter eminentemente mundial en cuanto a la fijación de precios, diferenciales de productividad en los yacimientos y de apropiación de renta petrolera, y atravesada por un serie de dinámicas (geopolíticas, presencia de trasnacionales, mercados de futuros, etc.) que contrastan con los resultados económicos del resto de las ramas de la economía de Ecuador (Mateo, 2009). En segundo lugar, la mención al mr se explica no sólo como marco en el cual analizar las diferentes aristas de la actividad petrolera, sino para indagar en la medida en que pueda incidir a impulsar el neodesarrollismo,2 lo que a su vez permite realizar propuestas para un proyecto de desarrollo nacional. En cualquier caso, lo central será lo que se vincule de manera más directa con las dimensiones analíticas antes expresadas.
El periodo analizado cubre una época caracterizada por la dolarización oficial de la economía ecuatoriana, iniciada en el año 2000. Hasta 2007 se suceden gobiernos de signo neoliberal, lo que da paso a un ejecutivo crítico con el neoliberalismo, autoproclamado de izquierdas, bajo el liderazgo de Rafael Correa. Globalmente, la década de 2000 ha sido un periodo de expansión, ya que el pib ha crecido a un promedio anual de 4.52%, mientras que el pib petrolero llegó a 3% de variación positiva (bce, 2013).
Para el análisis del objeto de investigación se ubicará al sector petrolero en el marco de la economía ecuatoriana a partir de aspectos históricos, institucionales y macroeconómicos, para a continuación abordar las tres instancias que hay que destacar: dimensión productiva, fiscal y externa. Se aclara que se parte del ámbito productivo debido a que, sin negar reciprocidades, constituye el fundamento del subdesarrollo relativo de la economía ecuatoriana, y permite ir delimitando los ejes básicos de los siguientes apartados. Finalmente, en las conclusiones se integra el conjunto de instancias del sector petrolero ecuatoriano.
El marco regulatorio del sector petrolero y su dinámica productiva recienteLa historia económica contemporánea de Ecuador está fuertemente marcada por la actividad petrolera, principalmente desde que se inicia la exportación de crudo en 1973. Este sector se mantiene como uno de los principales en su estructura productiva, aportando un promedio de 12.7% del pib a precios constantes durante 2000–2012.
El desempeño económico del país también está fuertemente influido con lo que acontece en este sector, aunque cuantitativamente el pib total tiene una mayor correlación con las ramas no petroleras (véase el cuadro 1). Las ramas de la actividad petrolera se expandieron 7.6% en 2000–2006 y cayeron 0.8% entre 2007 y 2012, mientras que las ramas no petroleras presentaron un mejor desempeño en este último periodo gubernamental, cuando alcanzaron 5.2% de variación positiva en promedio en comparación con 4.5% alcanzado en 2000–2006.
Valor agregado bruto (vab) desagregado por ramas petroleras y no petroleras (tasas de variación promedio y estructura porcentual)
| 2000–2006 | 2007–2012 | |
| Tasas variación promedio | ||
| vab ramas petroleras | 7.6 | (0.8) |
| vab ramas no petroleras | 4.5 | 5.2 |
| Otros elementos del pib | 3.9 | 2.8 |
| pib total | 4.8 | 4.3 |
| Estructura porcentual | ||
| vab ramas petroleras (1) | 13.3 | 12.0 |
| vab ramas no petroleras | 81.7 | 83.6 |
| Otros elementos del pib (2) | 5.0 | 4.4 |
| pib total | 100.0 | 100.0 |
El principal cuerpo legal que regula la actividad petrolera es la Ley de Hidrocarburos (lh), dictada en 1978 y sigue vigente, aunque con diversas e importantes reformas. Tras un giro neoliberal desde los años ochenta, intensificado en los noventa y que continuó en la primera mitad de los años 2000, se inicia un periodo hacia la denominada “soberanía energética” desde 2006. Bajo el Gobierno del Movimiento PAIS de Rafael Correa en 2007, se profundizará este cambio en la orientación con el reingreso en la opep y la consiguiente promulgación de la nueva Constitución del Ecuador en 2008. Según ésta, el petróleo pertenece al conjunto de sectores considerados estratégicos que el numeral 11 del artículo 261 atribuye en exclusiva al Estado central para ejercer su plena propiedad, reservándose, por tanto, el derecho a su administración, regulación, control y gestión.3
El sector petrolero es explotado en Ecuador por la empresa estatal Petrolera del Ecuador (Petroecuador), creada en 1989 como un sistema de empresas asociadas (holding).4 La producción se lleva a cabo principalmente en la región oriental del Amazonas, en los yacimientos de Sushufindi, Sacha, Libertador, Cononaco, Cuyabeno, Lago Agrio y Auca. Históricamente, la producción petrolera está caracterizada por una marcada inestabilidad que se mantiene hasta la actualidad. En la década de los setenta la producción promedio llegó a 64 millones de barriles (mb), de los cuales se exportaron 51 millones, y luego, prácticamente, se duplicó la producción hasta alcanzar 129 mb en promedio durante los noventa. A partir de entonces, la producción ha girado alrededor de 170–180 mb anuales.
En la década de 2000 el nivel de producción muestra un relativo estancamiento con excepción de 2004, cuando aumenta 25%, lo que da lugar a un incremento global de 21% (bce, 2013). La razón es la puesta en marcha del Oleoducto de Crudos Pesados (ocp), construido por un consorcio privado liderado por Techint (Argentina) y que permitía una mayor capacidad de transporte, tradicional cuello de botella para expandir la producción, junto al incentivo que constituían los altos precios del petróleo (bce, 2007). Este incremento está protagonizado por las compañías privadas, entre las que destacan Perenco, Occidental, Repsol ypf y aec Ecuador, que representaron 97% de dicho aumento. Entre 2003 y 2007 el sector privado llegó a producir más de la mitad del total, alcanzando un máximo de 63% en 2004–2005. Este aspecto es importante desde una perspectiva histórica, ya que sólo desde la mitad de los noventa las compañías privadas han tenido cierto protagonismo en la producción petrolera.5
El descenso posterior se explica por la caducidad del contrato entre el Estado y la compañía Occidental, aunado al cese de operaciones de Perenco y Petrobras (Grupo Faro, 2012), por lo que su producción, de 21.8 mb, con sus activos productivos, fue traspasada a la empresa estatal Petroamazonas.6 Así pues, Petroecuador ha visto descender su producción, que pasa de 85 mb en 2000 a sólo 49 mb en 2010, pero considerando el Bloque 15 y Río Napo, se constata una recuperación en la participación de la producción de crudo del sector público, que llega a representar 73% del total en 2013 (bce, 2007; 2013).7 Por tanto, durante la primera mitad de la década, destaca el incremento de la participación del sector privado en la producción total, pero en la segunda mitad prácticamente se dobla la producción relativa de crudo de las compañías estatales.
Por otra parte, la refinación de crudo se lleva a cabo en tres refinerías: Esmeraldas, La Libertad y el Complejo Industrial Shushufindi (cis), junto con dos refinerías localizadas en la región oriental y tres plantas destiladoras. Más de la mitad de la capacidad para refinar crudos livianos y pesados corresponde a Esmeraldas (110 000 barriles por día), aunque su producción ha caído una quinta parte en la década de 2000 (bce, 2013). La producción de derivados apenas se ha incrementado 21% entre 2000 y 2012 (aunque en 2010 estuvo al mismo nivel que en 2000), siendo en torno a la cuarta parte gasolinas, y después combustible mezcla (fuel oil 4 y 6, o residuo); gas licuado de petróleo (glp) y turbo fuel. La producción nacional representa un porcentaje cada vez menor de la oferta total (producción nacional e importaciones), ya que si en 2000 era de 86%, en 2010 sólo cubría 58%, aumentando 62–63% en los años siguientes (bce, 2013). En otras palabras, la parte del crudo producido que se destina a las refinerías es reducido y desciende, desde 39 a 28–30% entre 2000 y 2010–2012 (bce, 2013), lo que refleja la extraversión (primaria) del sector (véase el cuadro 2).
Producción nacional de derivados de petróleo Millones de barriles (total) y porcentajes (gasolinas, diésel, turbo fuel, glp y otros)
| Total (millones de barriles) | Gasolinas % | Diesel 1-2 % | Turbo fuel % | Fuel oil % | glp % | Otros % | |
| 2000 | 58 940 | 26.09 | 21.47 | 18.30 | 23.89 | 4.78 | 5.47 |
| 2001 | 56 809 | 24.63 | 24.73 | 19.28 | 20.94 | 4.24 | 6.18 |
| 2002 | 58 769 | 21.93 | 21.30 | 19.32 | 18.28 | 3.51 | 15.67 |
| 2003 | 55 817 | 23.45 | 20.56 | 19.37 | 15.91 | 4.00 | 16.71 |
| 2004 | 59 714 | 21.90 | 20.85 | 17.26 | 16.77 | 3.66 | 19.57 |
| 2005 | 61 620 | 22.28 | 20.97 | 16.94 | 17.00 | 3.44 | 19.37 |
| 2006 | 62 902 | 23.73 | 19.60 | 15.60 | 18.74 | 3.36 | 18.97 |
| 2007 | 65 139 | 25.40 | 17.56 | 13.00 | 20.98 | 2.15 | 20.91 |
| 2008 | 67 553 | 25.59 | 16.97 | 13.12 | 19.79 | 3.07 | 21.47 |
| 2009 | 68 576 | 27.18 | 16.68 | 13.38 | 15.41 | 3.15 | 24.21 |
| 2010 | 58 288 | 25.54 | 14.07 | 15.28 | 16.20 | 3.42 | 25.49 |
| 2011 | 70 645 | 29.94 | 16.03 | 13.94 | 14.96 | 3.58 | 21.54 |
| 2012 | 71 566 | 33.20 | 8.09 | 12.64 | 11.51 | 3.74 | 30.82 |
Notas: Desde mayo de 2000 se produce residuo, que sustituye a fuel oil # 6. El destilado equivale a diésel 1, según las estadísticas del bce.
Este ámbito productivo adolece de diversos y decisivos problemas. En primer lugar, en relación con las reservas, Ecuador ha alcanzado la cúpula de la campana de Hubbert8 (Acosta, 2011b), lo que significa que se ha explotado la mitad o más de sus reservas.9 En vista de que cada vez se descubren menos yacimientos, son de menor tamaño, resultan más costosos y el crudo es más pesado (menos grados api) (Acosta, 2009a), y dadas las restricciones a la ampliación de la frontera petrolera hacia la Amazonia, se puede afirmar que Ecuador se encuentra en el umbral del actual modelo económico extractivista (Villavicencio, 2010).10
En segundo lugar, se constata una falta de inversión en el sector con relación a las labores de exploración y extracción de crudo, reacondicionar los pozos, mantenimiento de equipos, etc., que hunde sus raíces en el giro neoliberal en la década de los noventa. En este sentido, hay que destacar que entre 2006 y 2009 las compañías privadas han reducido sus inversiones de 772 a 281 millones de dólares, lo que explica el relativo descenso de la producción (Aráuz, 2010a; Grupo Faro, 2012);11 mientras, Petroecuador ha sufrido una deficiente financiación para acometer los proyectos de inversión (Grupo Faro, 2009). No se le han reconocido el total de sus costos, pero sí ha debido asumir los de importación de derivados y absorber el pago de subsidios a los combustibles. Las asignaciones a Petroecuador por barril de exportación son sustancialmente inferiores a los ingresos obtenidos por las compañías privadas y no se correlacionan con el precio del crudo.12 La empresa estatal ha adolecido, pues, de un estrangulamiento económico deliberado que le ha impedido mejorar su capacidad productiva, y cuyo último propósito ha sido llevar a cabo su privatización.13 Su infraestructura de producción obsoleta ha impedido, por tanto, acometer los programas de inversiones (mem, 2007). En consecuencia, ha persistido la caída de la producción del conjunto de yacimientos, no se podrá alargar la vida útil de los reservorios, se han tenido que cerrar cientos de pozos por daños sufridos en las estructuras y equipos, y tampoco hay un programa para la aplicación de nuevas tecnologías (Acosta et al., 2009; mem, 2007).
Con referencia a la industrialización del sector, la insuficiente capacidad de procesamiento y refinación del crudo constituye uno de los principales problemas del sector petrolero en Ecuador y, por extensión, de su propósito industrializador. Tengamos en consideración que esta fase es la que permite apropiarse de mayores beneficios en tanto que refleja el grado de desarrollo productivo de la nación. La consecuencia, como veremos posteriormente, será la necesidad de importar productos derivados.14 Si nos abstraemos de la tipología de estos productos, resulta ilustrativo comprobar que en 2000 la producción interna de derivados representaba 123% del consumo interno, pero en 2010 apenas 77% (bce, 2013). A su vez, la producción interna de derivados como la gasolina, que veíamos que suponía el mayor porcentaje (en torno a 25% del total) requiere de la importación de nafta de alto octano. A estas insuficiencias debemos agregar cierta ineficiencia (mem, 2007): las instalaciones no están preparadas para procesar crudo de 23°api, más pesado que el nivel para el que fueron diseñadas, de 28°, y hay un insuficiente nivel de inversiones en repuestos, descuido generalizado en mantenimiento preventivo y correctivo. Asimismo, ha tenido una elevada dependencia de la refinería Esmeraldas, si bien reduciéndose en el tiempo por la caída de su producción hasta los 80 000 barriles por día en 2010 (bce, 2013).15
Dimensión fiscalEl análisis de los aspectos fiscales, tanto de ingresos como de gastos, constituye el apartado más complejo del sector del petróleo en Ecuador debido a las limitaciones de información.16 Considerando estos inconvenientes, se realizó una aproximación, en principio, por la parte de los ingresos y, luego, con los gastos, se considera a su vez una perspectiva indirecta, esto es, en términos de costo de oportunidad.
IngresosLa magnitud de la participación del Estado en el conjunto de ingresos derivados del petróleo está fijada, en un primer momento, por el mr, a lo que se debe añadir, y es lo que supone la complicación del análisis, el conjunto de prácticas opacas de las compañías privadas. En este documento nos referimos al ingreso petrolero para aludir al total de entradas procedentes de la actividad contabilizadas en el presupuesto del Estado.17
Desde los años ochenta, las modificaciones legislativas han traído como consecuencia, intencionada o no, una reducción del porcentaje del ingreso total apropiada por el Estado. A veces, incluso las compañías trasnacionales declaraban pérdidas, lo que les permitía evitar el pago de impuestos, y ello ha ocurrido con las distintas modalidades contractuales establecidas con las compañías privadas.18 En 2006, cuando los precios del petróleo estaban en niveles elevados, se promulgó la Ley 42-2006, la cual reformaba la históricalh. Estipulaba que el Estado recibiera al menos 50% del ingreso extraordinario obtenido por la explotación de crudo bajo la modalidad de contratos de participación.19 Un año después, en octubre de 2007, mediante el Decreto Ejecutivo 662 se decidió que el Estado recibiría hasta 99% de las mismas, aunque a mediados del año siguiente se limitó a 70%, de acuerdo al artículo 170 de la Ley Reformatoria para la Equidad Tributaria. En esta línea, desde principios de 2008, se iniciaron negociaciones para modificar los contratos.
En octubre se fueron impulsando contratos por prestación de servicios, que adquirirían viabilidad jurídica en julio de 2010. Esta nueva modalidad determinó que las empresas recibieran una tarifa previamente estipulada por sus servicios, consistentes en extraer y entregar crudo al Estado, cuando encontraran en el área fijada hidrocarburos comercialmente explotables. El Estado puso una tarifa promedio a las compañías privadas de 32.79 dólares por barril extraído, frente a los 35.13 dólares que abonaba anteriormente, lo que debería significar un aumento del ingreso petrolero estatal. Asimismo, si la contratista aumentase más la producción prevista, el Estado recibiría 80% del beneficio y las compañías 20% (Acosta, 2011a). El artículo 16 de la lh establece que: de los ingresos provenientes de la producción correspondiente al área objeto del contrato, el Estado ecuatoriano se reserva 25% de los ingresos brutos como margen de soberanía. Del valor remanente, se cubrirán los costos de transporte y comercialización en que incurra el Estado. Una vez realizadas estas deducciones, se cubrirá la tarifa por los servicios prestados.20
Además, estas compañías tendrían que pagar un impuesto de sociedades de 25%, inferior al anterior de 44 por ciento.
Ahora bien, esta modalidad de contrato no estuvo exenta de críticas. El Estado, inexplicablemente, reconoció a Petroamazonas y Petroecuador costos de producción de siete y cinco dólares por barril, respectivamente, para un crudo muy similar al extraído por compañías extranjeras que recibían tarifas de 35–41 dólares por barril (Villavicencio, 2010; Acosta, 2011b). La única condición fue que estas empresas llevaran a cabo ciertas inversiones que no estarían orientadas a descubrir nuevas reservas (Acosta, 2011). Por otra parte, en estos contratos, las compañías privadas suelen inflar artificialmente los costos, para de esta forma no abonar la parte que le correspondería al Estado, a lo que se añadió el heterogéneo conjunto de irregularidades que habían en los contratos firmados por Petroecuador, muchos denunciados, cuya consecuencia fue la caída de los ingresos para la hacienda nacional (Acosta, 2009a y Aráuz, 2010b).
Pasando ahora al análisis cuantitativo del conjunto de ingresos que recibiría el Estado, en el periodo de referencia los ingresos de origen petrolero para el sector público no financiero mostraron una elevada volatilidad, oscilando entre un mínimo de 22% en 2002 y un máximo de 40% en 2011–2012 (véase el cuadro 3). En la primera mitad de la década los que procedían de la venta de derivados eran marginales, pero desaparecen posteriormente, por lo que prácticamente la totalidad de los ingresos petroleros se derivan de las exportaciones.
Ingresos del sector petrolero
| Promedio | |||||||||||||||
| 2000 | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2000–2006 | 2007–2012 | |
| Porcentaje del pib | |||||||||||||||
| INGRESOS TOTALES | 25.9 | 23.3 | 22.3 | 21.3 | 22.3 | 22.0 | 24.1 | 26.4 | 35.7 | 29.4 | 34.2 | 40.1 | 40.8 | 23.0 | 34.4 |
| Petroleros | 9.2 | 6.4 | 4.9 | 5.1 | 5.8 | 5.3 | 6.9 | 6.5 | 14.0 | 8.3 | 11.6 | 16.6 | 14.7 | 6.2 | 12.0 |
| Exportaciones1 | 8.1 | 4.5 | 3.4 | 3.4 | 4.5 | 5.1 | 6.9 | 6.5 | 14.0 | 8.3 | 11.6 | 16.6 | 14.7 | 5.1 | 12.0 |
| Venta de derivados | 1.1 | 1.9 | 1.5 | 1.8 | 1.3 | 0.2 | - | - | - | - | - | - | - | 1.1 | - |
| Porcentaje de ingresos totales del sector público no financiero | |||||||||||||||
| Petroleros | 35.4 | 27.3 | 21.9 | 24.1 | 25.9 | 24.2 | 28.7 | 24.7 | 39.3 | 28.4 | 33.8 | 41.5 | 35.9 | 26.8 | 33.9 |
En relación con el pib, resulta evidente el cambio experimentado en el periodo de “soberanía petrolera” a partir de 2007 (en concreto, 2008), ya que los ingresos petroleros pasan de un promedio de 6.2 a 12 por ciento.
Los gastosLa otra cara de la percepción de ingresos petroleros es el conjunto de gastos que supone esta actividad. No es posible, como tampoco es el objetivo trazado, realizar un estudio sistemático de todos y cada uno de los desembolsos requeridos, pero sí repasar dos grandes partidas. Por una parte, Ecuador importa productos derivados, lo que se aborda en el apartado siguiente sobre la inserción externa y, por otra, que es la que se analiza a continuación, hay que tener en cuenta el nivel e implicaciones de los subsidios que el Estado proporciona al sector.21 La relevancia de este mecanismo de apoyo al sector privado, se relaciona muy probablemente con la ausencia en Ecuador de una presencia del Estado en el proceso productivo de la forma como se ha presentado en países como México, Argentina, Brasil, o incluso Perú y Bolivia (Acosta, 2009a).22
Ecuador ha destacado en la región latinoamericana por los importantes subsidios otorgados a los combustibles, principalmente diesel, gasolinas (extra y súper) y glp (mcpec, 2010), lo que rebaja considerablemente el precio interno de estos productos.23 Precisamente, esta política se ha consolidado desde el año 2000. Se puede apreciar en el cuadro 4 una serie diversa de estimaciones del volumen de subsidios, a partir del análisis de varias instituciones y siguiendo sendas metodologías, mientras que en el cuadro 5 se relacionan tales datos con los ingresos de Petroecuador por exportaciones de crudo y derivados y con el presupuesto del sector público no financiero. El elemento que se debe resaltar es la diferencia entre los precios de importación y de venta interna, ya que los últimos se reducen por decisión gubernamental, en promedio, a la mitad (de 60 a 30 dólares por barril) a lo largo de la década de referencia.
Los subsidios al sector petrolero en Ecuador (%)
| Precio | BCE | MCPEC | ||||
| M | VI | A | B | CP | CO | |
| 2000 | 35.30 | 15.18 | 0.95 | 0.99 | ||
| 2001 | 29.07 | 21.57 | 0.54 | 0.36 | ||
| 2002 | 29.68 | 24.95 | 0.39 | 0.24 | ||
| 2003 | 37.26 | 31.45 | 0.61 | −0.17 | ||
| 2004 | 47.77 | 31.92 | 0.90 | 0.75 | ||
| 2005 | 66.50 | 33.59 | 2.12 | 1.76 | 2.43 | 4.49 |
| 2006 | 75.26 | 33.84 | 2.70 | 2.29 | 2.88 | 5.30 |
| 2007 | 83.02 | 34.38 | 3.07 | 2.80 | 3.31 | 6.36 |
| 2008 | 103.30 | 35.43 | 3.30 | 3.06 | 3.22 | 6.84 |
| 2009 | 69.58 | 35.85 | 1.99 | 1.74 | 2.04 | 4.38 |
| 2010 | 87.45 | 38.26 | 2.99 | |||
| Promedio | 60.38 | 30.58 | ||||
Nota: Precio promedio del barril de crudo de importaciones (m) y del vendido internamente en Ecuador (vi), en dólares; a y b: porcentaje de los subsidios respecto del pib según bce (2010) y bce (2013), respectivamente. Las estimaciones del ministerio (mcpec, 2010) se expresan a costo de producción (cp) y de oportunidad (co) respecto del Producto Interno Bruto.
Comparativa de los subsidios respecto de los ingresos por exportaciones petroleras y del ingreso petrolero del sector público no financiero (%)
| spnf (a) | Exportaciones totales (b) | |||||||
| bce | mcpec | bce | mcpec | |||||
| 2000 | 11.87 | 12.43 | 6.31 | 6.60 | ||||
| 2001 | 9.77 | 6.59 | 6.05 | 4.07 | ||||
| 2002 | 7.90 | 4.95 | 4.64 | 2.90 | ||||
| 2003 | 11.84 | 3.29 | 6.62 | 1.84 | ||||
| 2004 | 15.49 | 13.00 | 6.91 | 5.80 | ||||
| 2005 | 39.72 | 32.99 | 45.53 | 84.35 | 13.33 | 11.07 | 15.28 | 28.30 |
| 2006 | 39.07 | 33.20 | 41.73 | 76.67 | 14.95 | 12.70 | 15.97 | 29.34 |
| 2007 | 47.25 | 42.99 | 50.93 | 97.84 | 16.90 | 15.38 | 18.22 | 35.00 |
| 2008 | 23.51 | 21.80 | 22.89 | 48.68 | 15.28 | 14.17 | 14.88 | 31.64 |
| 2009 | 23.87 | 20.83 | 24.50 | 52.59 | 14.88 | 12.98 | 15.27 | 32.77 |
| 2010 | 25.71 | 17.92 | ||||||
| Promedio | 23.03 | 19.80 | 37.12 | 72.03 | 10.59 | 9.59 | 15.92 | 31.41 |
Notas: subsidios al petróleo en Ecuuador en porcentaje del ingreso petrolero del sistema público no financiero (spnf) (A), y respecto del conjunto de exportaciones de crudo y derivados (B), según las fuentes expuestas en la tabla 3: bce (2010; 2013) y mcpec (2010) a coste de producción (cp) y de oportunidad (co) respectivamente.
A partir de estos cuadros se constata que es en la segunda mitad de la década cuando se incrementan más los subsidios, representando en torno a 2–3% del pib, y que en términos de costo de oportunidad sería 5–7%. En función de la fuente de los datos elegida (véase el cuadro 3), las discrepancias son sustanciales, representando (sin considerar el costo de oportunidad) entre 19 y 37% del ingreso petrolero en el presupuesto del spnf, y en torno a 10–15% de los ingresos procedentes de exportaciones de crudo y derivados.
Al margen del nivel que tiene este desembolso, de por sí considerable, cabe destacar el tipo de implicaciones económicas. En primer lugar, la política de subsidios: “favorece a los grupos con mayores ingresos que consumen la mayor cantidad de combustibles”, y constituyen así “un incentivo para generar consumo suntuario” (mcpec, 2010:109).24 Mientras el quintil más pobre apenas consume 3% del total correspondiente a combustibles, el más rico llegaba a 55% en 2009 (ibid.). Esta elevada polarización en el consumo de un producto subvencionado tiene su corolario en la manera como se benefician estos grupos de las subvenciones. En ese mismo año, 2009, el propio ministerio calculaba que el quintil más pobre recibió 23% de subsidios con relación al quintil con mayores ingresos (96 vs. 419 dólares por año), lo que supone, en términos del costo de oportunidad, apropiarse de 9.4 y 41.3% del total de subvenciones para los quintiles más pobre y más rico, respectivamente (mcpec, 2010).
Otra consecuencia de la generosa política de subsidios es el fomento de las actividades de contrabando. En torno a 20% del glp consumido se desvía a Colombia y Perú, atraído por un diferencial de precios que casi llega a 800% (Castillo, 2007; Ríos et al., 2007; mcpec, 2010); y se estima que se pierde alrededor de 30 y 9% de diesel 1 y 2, respectivamente, y 2–5% para las gasolinas extra y súper.
En tercer lugar, el problema de la insuficiente, diferente y menos eficiente oferta interna de derivados se agudiza por el excesivo consumo de energía. Respecto de su población, el consumo de energía por habitante medido en barriles equivalentes de petróleo25 se ha incrementado, mientras ha descendido el autoabastecimiento energético primario y final del país. En esta década, Ecuador ha incrementado su participación en el consumo total de petróleo en escala mundial, pasando de 0.18 a 0.26% (British Petroleum, 2013). Si en 1990 Ecuador lograba cubrir 94–96% de la demanda interna, a mitad de la década de 2000 sólo llegaba a 60%, lo que implica tener que importar 40% restante de la energía final (mem, 2007). Por tanto, se da la circunstancia de que Ecuador debe exportar energía primaria para importar energía final.
Aunque el costo de estas importaciones es elevado, al mantener precios finales, artificialmente reducidos, se favorecen las técnicas intensivas en la utilización de combustibles, como en los casos del glp y el diesel 2 en la industria, además son dos de los principales rubros de importaciones. De esta forma no se incentiva la utilización del fuel oil 6, cuya oferta nacional sí cubre la demanda y se debe exportar, o la electricidad.26 A lo que debemos añadir que los sectores relativamente más beneficiados por estos subsidios –cuantificados por el porcentaje que los derivados del petróleo representan en el conjunto de sus insumos–, son los del ámbito primario, secundario no transable y terciario de poco valor agregado: transporte, pesca, explotación de minas y canteras, refinación de petróleo, generación eléctrica, fabricación de productos minerales no metálicos, elaboración de azúcar, silvicultura, administración pública y defensa y extracción de petróleo (mcpec, 2010). Así pues, no se impulsa el uso de energías alternativas y renovables disponibles (hidráulica, solar, eólica, geotermia, etc.), reproduciendo una dependencia externa que se analiza en el apartado siguiente.
Dimensión externaEl relativo subdesarrollo productivo de Ecuador se manifiesta en la inserción externa y, en concreto, en la composición de las exportaciones e importaciones petroleras. Si bien consideramos que las condiciones económicas, bajo las que un país se relaciona con el exterior, constituyen un corolario del nivel de desarrollo de las fuerzas productivas como factor “conceptualmente primario”, un estudio diacrónico exige explicitar la reciprocidad en la influencia de las diversas instancias del proceso económico. En el caso ecuatoriano, sus propias carencias internas propician, tanto el grado en el cual el sector externo se erige en fundamento de la evolución económica interna, como la modalidad de inserción externa.
En las dos últimas décadas se ha exportado algo más de 60% de la producción interna, con un incremento desde el mínimo de 60% de 1999–2003 hasta 67–69% desde 2004. Dada la evolución de la producción de crudo, el número de barriles exportados ha aumentado 44% a lo largo de la década. No obstante se debe precisar que se corresponde casi por completo con el alza registrado entre 2003 y 2004, cuando la cifra aumenta 40%, desde 92 hasta 129mb, con un máximo de 136mb exportados en 2006. Si en la primera mitad de la década las exportaciones se repartían en partes iguales entre Petroecuador y las compañías privadas (tanto en barriles como en dólares recibidos), desde 2004 la empresa estatal ha visto incrementar su participación en las exportaciones, hasta llegar a 75%. Así, Petroecuador ha exportado 116% más de barriles, mientras que las compañías privadas han experimentado una caída de 28%, y a precios muy similares, con una muy leve diferencia a favor de Petroecuador.27
El peso de las exportaciones petroleras, en relación con las exportaciones totales, ha adquirido mayor relevancia en los últimos años (véase la gráfica 2). De una participación de 41% del total exportado en 2001, las ventas petroleras al exterior pasaron a 59% en 2006, llegaron a 62% en 2008 y volvieron a 58% del total en 2012.
A lo largo de la década de referencia, los años de crecimiento estuvieron caracterizados por una mayor participación de las exportaciones petroleras en el pib, que pasaron de 6.4 al 17.1% entre 2002 y 2008, cayendo 14.5% del pib en 2012. Estas exportaciones se componen fundamentalmente de crudo, que suponen 83–90% del valor total exportado por el sector, lo cual refleja la inserción primario-dependiente de la economía ecuatoriana en la economía mundial.
Este tipo de inserción, junto a lo ya analizado en la dimensión productiva, tiene su correspondencia por el lado de las importaciones en la dependencia de la adquisición de productos derivados.28 Las importaciones de combustibles y lubricantes pasaron de 7.5% del total de importaciones en 2000 a 21.1% en 2006, y llegaron a 22.5% en 2012. Es decir, en poco más de una década prácticamente se han triplicado. A lo largo del periodo se ha incrementado significativamente esta demanda debido, tanto al extraordinario aumento del consumo interno, como a un cierto estancamiento de la producción nacional. La oferta total ha pasado de 67.9 a 106.1mb, lo que representa un aumento de 56% entre 2000 y 2010, requiriendo la importación de 41% de dicho monto (bce, 2011b).
Hay, asimismo, un desequilibrio entre la oferta interna de derivados del petróleo y su demanda. El consumo interno de derivados se concentra en cuatro productos, por orden de importancia: diesel 2, gasolina extra, glp y fuel oil, que concentran más o menos 80% de la demanda interna, aunque con un creciente papel del resto, que pasa de 10% en 2000 a superar 20% al final de la década. Alrededor de un tercio del consumo es de diesel 2, corresponde a la gasolina extra 18–22%, con tendencia descendente y, entre 10–15% para el fuel oil y el glp: el primero, viendo reducirse su participación y, el segundo, manteniéndola constante (bce, 2013). Por ello, Ecuador importa fundamentalmente tres productos derivados: glp, nafta de alto octano y diesel para abastecer el consumo interno, aunque en los últimos años han adquirido cierto protagonismo el diesel premium, cutter stock y los diluyentes.29 Asimismo, se ha producido un cambio en la composición por el descenso de la participación del glp, que de representar la mitad de estas importaciones en 2000 actualmente se reduce a la cuarta parte, aunque entre 2000 y 2010 se multiplica por dos el volumen de barriles.
Importación de productos derivados del petróleo.
| Miles de barriles anuales | Porcentajes | ||||||||
| glp | Diesel oil | Nafta | Otros | Total | glp | Diesel oil | Nafta | Otros | |
| 2000 | 4 714 | 2 833 | 1 634 | 31 | 9 212 | 51.2 | 30.8 | 17.7 | 0.3 |
| 2001 | 5 512 | 3 672 | 2 897 | 684 | 12 765 | 43.2 | 28.8 | 22.7 | 5.4 |
| 2002 | 6 220 | 4 210 | 4 138 | 39 | 14 606 | 42.6 | 28.8 | 28.3 | 0.3 |
| 2003 | 6 475 | 5 839 | 4 764 | 232 | 17 311 | 37.4 | 33.7 | 27.5 | 1.3 |
| 2004 | 7 159 | 5 540 | 4 649 | – | 17 348 | 41.3 | 31.9 | 26.8 | – |
| 2005 | 8 013 | 8 123 | 6 038 | 1 | 22 175 | 36.1 | 36.6 | 27.2 | 0.0 |
| 2006 | 8 432 | 10 178 | 6 175 | 1 366 | 26 151 | 32.2 | 38.9 | 23.6 | 5.2 |
| 2007 | 9 700 | 9 981 | 7 845 | 4 143 | 31 669 | 30.6 | 31.5 | 24.8 | 13.1 |
| 2008 | 9 289 | 9 868 | 7 706 | 5 148 | 32 011 | 29.0 | 30.8 | 24.1 | 16.1 |
| 2009 | 9 127 | 13 005 | 9 377 | 3 006 | 34 515 | 26.4 | 37.7 | 27.2 | 8.7 |
| 2010 | 9 407 | 19 453 | 12 144 | – | 41 004 | 22.9 | 47.4 | 29.6 | 0.0 |
Notas: glp: gas licuado de petróleo; Nafta: de alto octano.
Las exportaciones de productos refinados del petróleo, por su parte, son muy inferiores a las importaciones, entre 12 y 15mb al año, con pocas variaciones en la década de 2000. Sólo tiene alguna relevancia el fuel oil 6, combustible mezcla (residuo) que produce la refinería de Esmeraldas, y que representa 85% del total, unos 10–13mb anuales, junto al nafta de bajo octano o nafta base.30 En otras palabras, las exportaciones de derivados son en realidad, en su mayor parte, residuos, por lo que incluso su precio es inferior al del barril de crudo (Grupo Faro, 2009). El precio promedio de éste, que ha sido exportado por Petroecuador, fue de 44.39 dólares, por sólo casi 39 dólares del barril de producto refinado exportado a lo largo de la década (bce, 2013). De manera general, esta asimetría se evidencia en el contraste entre el precio del barril importado, cuyo promedio en los 2000 llegó a 60.5 dólares por barril, mientras que el exportado sólo a 43.7 dólares por barril, lo que significa que las adquisiciones foráneas por barril resultan 38.4% superiores a las vendidas (bce, 2013).
A lo largo de la década va incrementándose el costo de las importaciones de derivados respecto de los ingresos por exportaciones, tanto de crudo como de derivados. Es decir, un mayor porcentaje de lo que se recibe por ventas redunda en el exterior por tener que importar productos derivados, que puede cifrarse entre 40–50%. En definitiva, supone un mecanismo de extraversión del excedente asociado al subdesarrollo productivo interno.
Reflexiones finalesLa historia económica contemporánea del Ecuador está marcada por dos grandes hechos: i] el inicio de la dolarización oficial de su economía en abril del 2000, como un acto de última instancia para superar su grave crisis financiera, que devino en una verdadera crisis sistémica al finalizar los años noventa del siglo xx y ii] la puesta en marcha de un proyecto socioeconómico heterodoxo bajo el liderazgo de Rafael Correa a partir del 2007, pasando por un cambio constitucional en el 2008. En este contexto, el manejo de los recursos petroleros se vuelve un tema trascedente para las autoridades ecuatorianas debido a la importancia que este producto tiene en las estructuras sociales, económicas
Comparativa de exportaciones e importaciones petroleras de Petroecuador (crudo y derivados)
| x (petroleras) | m/x (%) | |||||||
| m (derivados) | Totales | Crudo | Derivados | |||||
| Mill. $ | $/b | Mill. $ | Mill. $ | $/b | Mill. $ | $/b | ||
| 2000 | 318 | 35.30 | 1 372 | 1 074 | 24.92 | 298 | 18.85 | 23.20 |
| 2001 | 345 | 29.07 | 1 077 | 900 | 18.99 | 177 | 12.33 | 32.05 |
| 2002 | 432 | 29.68 | 1 180 | 965 | 22.06 | 215 | 16.22 | 36.64 |
| 2003 | 636 | 37.26 | 1 362 | 1 130 | 26.26 | 232 | 19.97 | 46.72 |
| 2004 | 829 | 47.77 | 1 956 | 1 622 | 32.17 | 334 | 25.18 | 42.37 |
| 2005 | 1 474 | 66.50 | 2 771 | 2 300 | 42.83 | 471 | 36.77 | 53.22 |
| 2006 | 1 952 | 75.26 | 4 330 | 3 730 | 51.84 | 600 | 44.06 | 45.07 |
| 2007 | 2 435 | 83.02 | 4 858 | 4 012 | 60.23 | 846 | 55.81 | 50.12 |
| 2008 | 2 878 | 103.30 | 7 606 | 6 461 | 83.39 | 1 145 | 74.30 | 37.84 |
| 2009 | 2 239 | 69.58 | 5 135 | 4 460 | 53.43 | 675 | 54.73 | 43.61 |
| 2010 | 3 586 | 87.45 | 7 442 | 6 729 | 72.17 | 713 | 69.47 | 48.19 |
Notas: m: importaciones; x: exportaciones; Mill. $: millones de dólares; $/b: dólares por barril; m/x (%): importaciones de derivados respecto de exportaciones petroleras totales (crudo y derivados).
Al tomar como referencia esta última etapa desde el 2000, se puede apreciar un cambio importante en la dimensión productiva petrolera en cuanto a que el gobierno nacional, desde el 2007, retoma las riendas de la explotación mediante sus empresas estatales, rompiendo una tendencia marcada por una fuerte presencia de empresas trasnacionales. Ello implicó una mayor captura de la renta petrolera en manos del Estado que, a su vez, es uno los sustentos para el impulso de una estrategia de corte neodesarrollista.
Desafortunadamente, este neodesarrollismo no está exento de carencias. Una parte importante de la renta petrolera fluye al exterior por la necesidad de importar productos derivados ante el fracaso de la industrialización interna del sector, y también se dirige a financiar unos subsidios al consumo de combustibles, que a su vez, adoptan una forma regresiva de distribución de los ingresos por beneficiar especialmente a las clases medias y altas, ciertas actividades de contrabando y, además, fomentan un modelo de acumulación excesivamente intensivo en consumo energético. El modelo primario exportador se ilustra en Ecuador por el incremento de la producción de crudo que se exporta, junto a una industrialización deficiente, limitada a productos residuales, que implica una creciente dependencia de las importaciones de derivados. Esta extraversión de gran parte del excedente no permite conformar un Estado redistribuidor que tenga el propósito de transformar el modelo de acumulación, lo que a su vez fortalece la capacidad de influencia de grupos sociales de elevados ingresos que se benefician de la política de subsidios y de una senda de crecimiento extremadamente intensiva en consumo energético. En todo el periodo de gobierno del presidente Correa no ha habido voluntad política para revisar estos subsidios, aunque constantemente ha expresado su preocupación por su onerosa carga fiscal, que se vuelve insostenible.
La especialización internacional es cuestionable por sus limitados alcances en cuanto a una peligrosa dependencia de mercados frágiles. Sin embargo, ante los cambios profundos que han emergido en la economía mundial en los últimos años, por una demanda creciente de materias primas procedente de China y otros grandes países emergentes, no parece que sea circunstancial el mantenimiento de precios altos para estas materias primas como el petróleo, con lo cual también se generan grandes recursos con los que se ha beneficiado Ecuador.
Consecuentemente, el caso ecuatoriano, y su principal producto (el petróleo), constituyen un buen ejemplo de las debilidades y las fortalezas que al mismo tiempo se entrecruzan en una estrategia de corte neodesarrollista que intenta abrirse paso en América Latina. Es decir, en un intento por dejar en el pasado la mera industrialización y la promoción de la competitividad sistémica como instrumentos fundamentales para el logro de una inserción externa ventajosa, y para apostar por una fuerte presencia estatal como sustento de mayores y mejores equilibrios sociales, económicos y ambientales.
Este artículo constituye el resultado para Ecuador del proyecto de investigación “La explotación de los hidrocarburos y el fomento del desarrollo en América Latina: los casos de Bolivia, Brasil y Ecuador” (CeALCI 05/10), realizado por el Grupo de estudios de economía política: capitalismo y desarrollo desigual de la Universidad Complutense de Madrid, que ha contado con el financiamiento de la Fundación Carolina, institución a la que se le agradece su apoyo académico.
Se destaca el periodo 2000–2010 en el análisis, aunque en algunos casos habrán ciertas valoraciones de los años siguientes según la disponibilidad estadística.
Hay un importante debate en América Latina durante los últimos años sobre el desarrollismo y el neodesarrollismo, véase a este respecto a Gudynas (2011).
Como son la energía en todas sus formas, las telecomunicaciones, los recursos naturales no renovables, el transporte y la refinación de hidrocarburos, la biodiversidad y el patrimonio genético, el espectro electromagnético y el agua. En julio de 2010 entraron en vigor nuevas reformas a la lh, si bien el grueso del estudio se centra en la década de 2000.
Petroecuador lleva a cabo actualmente la actividad petrolera de exploración y explotación; la industrialización del petróleo y el transporte y comercialización de los productos finales, procesos que realiza mediante sus filiales, ahora subsidiarias a partir de la Ley de Empresa Pública de 2010 (disposición transitoria tercera): Petroproducción, Petroindustrial y Petrocomercial, y tiene a su cargo la administración y explotación del Sistema del Oleoducto Transecuatoriano (sote).
Entre 1972 y 1992 la producción de las compañías privadas ni siquiera llegó a 2% del total. Habrá que esperar a mediados de los noventa, con las reformas de carácter neoliberal, para que se acerquen a la quinta parte de la producción total, que será incrementado en los años siguientes.
Filial de Petroecuador creada en abril del 2010, que subroga en su derechos y obligaciones a Petroamazonas, S.A. con la misión de operar el Bloque 15 y los campos unificados Edén Yuturi y Limoncocha, que fueron revertidos al Estado como consecuencia de la declaratoria de caducidad del contrato de participación suscrito con la empresa Occidental (oxy) por incumplimientos contractuales. Además, esta compañía recibió en agosto del 2010 las instalaciones de los bloques 7 y 21 dejados por la empresa francesa Perenco. Petroecuador pasó a exportar a su vez el crudo Napo, de peor calidad que el Oriente.
Cabe aclarar que Operaciones Río Napo es una compañía mixta formada por Petroecuador y la venezolana pdvsa.
No obstante, depende de la definición de reservas, lo que lleva a que el pico de producción se sitúe entre 2010 y 2037, como explica Fontaine (2010).
No hay un acuerdo entre los analistas en cuanto a las reservas petroleras en Ecuador. Según datos del Ministerio de Recursos Naturales No Renovables, las reservas petroleras probadas en el país ascienden a 8.303 millones de barriles y las remanentes alcanzarían 3.323 millones de barriles. Dado los niveles actuales de explotación, estas reservas permitirían al país continuar exportando por no más de dos o tres décadas (Larrea et al., 2012).
En tales circunstancias, el gobierno nacional tomó la decisión de cancelar la Iniciativa Yasuní-itt en agosto de 2013, bajo la expectativa de añadir cerca de 846 mb de crudo pesado, equivalentes a 20% de las reservas probadas y generar 18 000 millones de dólares a valor presente neto adicionales en 23 años de explotación de los bloques petroleros que se encuentran en el Parque Nacional Yasuní.
Teniendo en cuenta que en los años anteriores en torno a 90% de la inversión fue realizada por las compañías privadas (véase Espinasa, 2007).
Según el estudio de Espinasa (2007), alcanza un mínimo en 2000, con 1.5 dólares por barril ($/b), y el nivel máximo equivale al mínimo de las empresas privadas, calculando que éstas han recibido hasta 2005 cuatro veces más ingresos por barril exportado que la empresa estatal, que ha tenido incluso costos mayores que los ingresos en 2001–2004.
Véase sobre este tema mem (2007).
Tal carencia es funcional al papel tan destacado que tienen los intermediarios en el comercio externo de combustibles (para lo que remitimos a Mateo, 2013), y que según Aráuz (2009) puede ayudar a comprender que no se hayan construido más refinerías.
Esta refinería sirve de ejemplo de las insuficiencias mencionadas, ya que se han pospuesto los planes para su rehabilitación y ampliación, por lo que sigue operando con importantes deficiencias reflejadas en las numerosas paralizaciones no programadas de sus distintas unidades y sistemas (mem, 2007). No obstante, fruto de la cooperación con Venezuela, en 2007 se suscribieron diversos convenios para exploración, intercambio de crudo por derivados, la construcción de la Refinería del Pacífico, etc., para lo que remitimos a Mateo y García (2012), rdp (2011), y mrnnr (2011).
El Banco Mundial (2005) destacaba la falta de precisión y transparencia en la información sobre la recaudación de la renta petrolera, y hay que tener en cuenta que Petroecuador recibe la parte que le corresponde al Estado de las operaciones de los contratistas, la añade a su producción petrolera y, además, la integra en su contabilidad con subsidios a los precios internos y las complejidades propias de su gestión, lo que hace difícil establecer cifras consistentes.
Conceptualmente, trasciende, por tanto, la definición del Banco Mundial (2005) de renta petrolera. En la práctica, debido a la disponibilidad de información estadística, se limitará al ingreso que figura en el presupuesto del sector público no financiero según el Banco Central.
En efecto, Aráuz (2010b) señala que el Estado sólo recibió 11.84% del petróleo extraído por las compañías que trabajaban bajo contratos por prestación de servicios y, en ocasiones, incluso se quedaba sin ingresos, mientras que con los contratos de participación en beneficios se calculaba que el Estado sólo se apropiaba de 18% del total del ingreso petrolero (Correa, 2011).
En referencia a los beneficios derivados del incremento de los precios del crudo por encima de los valores establecidos contractualmente. Es preciso aclarar, no obstante, que estos ingresos adicionales no se computan dentro de los ingresos por exportaciones petroleras (Artola y Pazmiño, 2007).
Para un análisis más detallado véase Mateo y García (2012), y Acosta (2011).
Igualmente, cabe aclarar que no se pretende indagar en las causas de los elevados subsidios, sino más bien, en el significado que tiene esta política desde la perspectiva analítica de este documento. No obstante, su carácter socialmente regresivo permite anticipar, cuando menos, un elemento central para su explicación, a lo que podríamos añadir (de manera tentativa), la influencia de los denominados intermediarios, para lo que remitimos a Villavicencio (2011).
Se puede añadir la utilización del ingreso petrolero para el pago de la deuda pública externa a partir de la Ley 44 de 1993, ya que se obligó a Petroecuador a entregar sus ganancias íntegramente al Banco Central para tal fin (Fontaine, 2008).
En un estudio comparativo, Campodónico (2009) destaca que su nivel de precios sólo se veía superado por Venezuela, era similar a Bolivia, y resultaba más más barato que el resto: Chile, Perú, Brasil, Colombia, México y Argentina. Asimismo, afirmaba que, con relación al pib, Ecuador tenía el mayor nivel de subsidios, superando 5%. Otros como Ríos et al. (2007), sitúan a Ecuador en el tercer lugar del continente en cuanto a gasto relativo en subsidios a combustibles, sólo detrás de Surinam y Venezuela.
Como demuestran los estudios de Ríos et al. (2007); Castillo (2007); bce (2010); Grupo Faro (2009), y Acosta (2011), lo cual, a su vez, contradice el carácter progresivo que el artículo 285 de la Constitución atribuye a la política fiscal.
El término energía primaria se refiere a la energía total que alimenta el sistema energético y comprende la utilizada en la generación de electricidad (hidroenergía, derivados de petróleo y gas natural), el petróleo y gas procesado en las refinerías y plantas de gas, las importaciones y cualquier forma de energía (biomasa) que es utilizada directamente por los consumidores finales sin experimentar ningún proceso de transformación.
El informe del mcpec (2010) recomienda sustituir progresivamente el consumo de glp por energía hidroeléctrica y renovables, en las que Ecuador posee una dotación destacada, o bien, reemplazarlo por gas natural, aprovechando la amplia disponibilidad en América del Sur.
Con la nueva legislación (contratos de servicios), desaparecieron las exportaciones de las compañías privadas, ya que pasa a ser el Estado el único exportador. Los datos proceden del bce (2013).
Recordemos que el gasto en importaciones ha sido la partida del pib que más ha crecido en esta década (bce, 2013).
Las importaciones de diesel Premium obedecen a ineficiencias internas, mientras que las de cutter stock se explican por su utilización como diluyente para la producción de combustible mezcla (fuel oil), que luego se exporta.
El fuel oil 6 se conoce como residual o pesado porque es un combustible elaborado a partir de productos residuales del proceso de refinación, es decir, lo que queda del crudo después de extraer la gasolina y el fuel oil que han sido destilados. En cuanto al mencionado nafta, es el de menor calidad desde la perspectiva de la capacidad antidetonante de la gasolina para la combustión.